In diesem Monat war die Entwicklung der NYISO-Referenzpreise eng mit den Kapazitätsmärkten verknüpft, die den Referenzkapazitätspreis (RCP) jeder Zone festlegen.

Der Referenzpreis für New York City sank im Jahresvergleich um 13 % auf 115 $/MW-Tag, da Importe über die Champlain Hudson Power Express (CHPE) den Kapazitätspreis um 21 % drückten.

Der Referenzpreis für Long Island stieg um 30 % auf 99 $/MW-Tag. Dessen Kapazität wurde weiterhin separat vom Rest des Bundesstaates abgerechnet, zu einem Preis, der 72 % über dem vom letzten September lag. Grund dafür waren zwei Änderungen: NYISO erhöhte die Kapazitätsanforderung für Long Island von 106,5 % auf 110,3 % der Spitzenlast, und das 82-MW-Kraftwerk Pinelawn wurde stillgelegt.

Die Referenzpreise für Upstate und Hudson Valley stiegen von August um 2 % bis 7 %, obwohl die Preisvolatilität zurückging. Dies liegt daran, dass die Kapazitätspreise im Rest des Bundesstaates um 32 % stiegen, nachdem Hydro-Québec keine Kapazität in die landesweite Auktion eingebracht hatte.

Das Potenzial für Energiearbitrage war gering, da die TB4-Spreads – die Differenz zwischen den vier teuersten und vier günstigsten Stunden eines Tages – ein 13-Monats-Tief erreichten. Day-Ahead TB4, das den Referenzenergiearbitragepreis (REAP) jeder Zone bestimmt, lag im Durchschnitt bei 100 $/MW-Tag am Referenzpunkt. Die Real-Time-Spreads lagen an den meisten Tagen unter dem Day-Ahead, aber drei Tage Mitte September hoben den monatlichen Real-Time-Durchschnitt um 14 % über den Day-Ahead.

Wichtige Erkenntnisse

• Der Referenzpreis für New York City sank im Jahresvergleich um 13 % auf 115 $/MW-Tag. Sein Kapazitätspreis von 12,39 $/kW-Monat lag 21 % unter dem vom letzten September, da CHPE seit Juli Kapazität in die Stadt anbietet.
• Der Referenzpreis für Long Island stieg im Jahresvergleich um 30 % auf 99 $/MW-Tag. Sein Kapazitätsüberschuss halbierte sich auf 277 MW, und es wurde zu 10,13 $/kW-Monat abgerechnet, 70 % über dem Rest des Bundesstaates.
• Die Referenzpreise für Upstate und Hudson Valley stiegen von August um 2 % bis 7 %. Die Kapazitätspreise im Rest des Bundesstaates stiegen um 32 % auf 5,97 $/kW-Monat, da Hydro-Québecs Spotauktion von 523 MW auf null fiel.
• Day-Ahead TB4 lag im Durchschnitt bei 100 $/MW-Tag, einem 13-Monats-Tief. Real-Time-Spreads lagen im Schnitt 14 % über dem Day-Ahead, bedingt durch drei Tage Mitte September.

Kapazität machte 60 % bis 76 % des Referenzpreises jeder Zone aus

Im September machte der RCP 76 % des Referenzpreises von New York City aus. In allen anderen Zonen lag der Anteil zwischen 60 % und 71 %. Von Mai bis August lag der RCP-Anteil an den Referenzpreisen zwischen 42 % und 72 %.

Im Jahresvergleich bewegten sich die Referenzpreise in den Süden des Bundesstaates und blieben im Norden stabil. In New York City und Long Island veränderte sich der RCP stärker als der REAP. Der RCP von New York City fiel um 16 $/MW-Tag, während der REAP um 1 $/MW-Tag sank. Der RCP von Long Island stieg um 27 $/MW-Tag, während der REAP um 4 $/MW-Tag fiel.

Im Norden hoben sich die beiden Effekte weitgehend auf. Die RCPs stiegen um 3 $/MW-Tag bis 4 $/MW-Tag, und die REAPs fielen um 1 $/MW-Tag bis 6 $/MW-Tag.

Hydro-Québec erhöhte den Kapazitätsüberschuss in New York City und zog ihn im Norden ab

Die Kapazitätsauktion in New York City wurde im September zu 12,39 $/kW-Monat abgeschlossen, 21 % unter dem Vorjahreswert von 15,73 $/kW-Monat. CHPE bringt Strom aus Hydro-Québec nach New York City und bietet seit der Juli-Auktion Kapazität in Zone J an. Die Kapazität über dem Bedarf der Stadt stieg von 629 MW (7,7 %) im letzten September auf 866 MW (10,2 %). Mit einem größeren Überschuss klärt die Zone zu einem niedrigeren Preis ab.